СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ НАГРУЗКИ МЕЖДУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ЛИНИЯМИ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИИ ГАЗА С ТУРБОДЕТАНДЕРНЫМИ АГРЕГАТАМИ НА УСТАНОВКАХ КОМПЛЕКСНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА СЕВЕРА РФ Российский патент 2021 года по МПК F17D3/01 

Изобретение относится к области добычи и подготовки природного газа валанжинских залежей (далее природный газ) к дальнему транспорту на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) Севера РФ.

На НГКМ Севера РФ производится разработка валанжинских залежей, расположенных на глубине порядка 3500÷3600 м, пластовый газ которых содержит значительное количество конденсата, достигающее 300÷350 г/куб метр [см., например, стр. 360, Андреев Е.Б. и др. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399 с.]. Подготовка газа валанжинских залежей к дальнему транспорту на НГКМ севера РФ осуществляют методом низкотемпературной сепарации (НТС) или низкотемпературной абсорбции (НТА), которые сводятся к охлаждению природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси на жидкую и газовую фазу.

Технология промысловой обработки природных газов НГКМ севера РФ характеризуется низкой степенью извлечения жидких углеводородов: этана - около 10, пропан-бутанов - 30, компонентов тяжелых углеводородов С_5+в - 95 мас.% от их потенциального содержания в пластовом газе [например, см. стр. 371, Гриценко А.И. и др. Сбор, промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 473 с.]. Относительно низкий уровень извлечения углеводородов в промысловых условиях НГКМ Севера РФ создал возможности широкого применения технологического процесса НТС на температурном уровне до минус 30°С на УКПГ [например, см. 371-403, Гриценко А.И. и др. Сбор, промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 473 с.].

На УКПГ природный газ осушается по влаге и углеводородам до определенных кондиций в соответствии с требованиями и нормами для природного газа холодной климатической зоны по ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам», а конденсат газовый нестабильный (товарный) по СТО Газпром 5.11-2008 «Конденсат газовый нестабильный». Для соблюдения норм и требований этих регламентирующих документов температура в низкотемпературном сепараторе должна поддерживаться на уровне минус 23-30°С. Она же необходима для получения температуры осушаемого газа на выходе УКПГ близкой к температуре грунта чтобы в условиях Севера обеспечить стационарное состояние системы трубопровод - многолетнемерзлые породы [например, см. стр. 778, Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 880 с.].

Для получения низких температур в УКПГ используют пластовую энергию природного газа или его искусственное охлаждение. В первом случае температура природного газа понижается в результате адиабатического расширения (дросселирования), во втором - за счет внешних источников холода - аппаратов воздушного охлаждения (АВО) и турбодетандерных агрегатов (ТДА). Как известно, в условиях постоянной, падающей и завершающей стадий эксплуатации НГКМ, как правило, для получения холода на УКПГ используют внешние источники - АВО (в холодный период года) и ТДА (в теплый период года).

Холодный период года, т.е. низкая температура окружающей среды - длится с октября по май месяц и позволяет использовать АВО для охлаждения природного газа на УКПГ, эксплуатируемых в северных районах РФ. Однако, в теплый период года - с мая по октябрь, максимальная температура окружающей среды может доходить до +24 - +35°С (такие случаи отмечаются во второй половине июля - в первой декаде августа) [например, см. стр. 49, Ананенков А.Г. и др. АСУ ТП газопромысловых объектов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 343 с.]. В этот период невозможно использование АВО в качестве внешнего источника холода при подготовке природного газа к дальнему транспорту на УКПГ. Поэтому в теплый период года широко используют ТДА для охлаждения природного газа на УКПГ.

Технологический процесс сбора и подготовки природного газа к дальнему транспорту предусматривает его подачу от кустов эксплуатационных скважин в здание переключающей арматуры УКПГ. Из него, через общий коллектор, добытый газ распределяется по нескольким (до 8, а в перспективе - и более) идентичным технологическим линиям (ТЛ) НТС газа [см. стр. 361, Андреев Е.Б. и др. Автоматизация технологических процессов добычи и подготовки нефти и газа: учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 399 с.]. Например, на Заполярном НГКМ в УКПГ используются по четыре ТЛ НТС газа.

В процессе эксплуатации по разным причинам, например, из-за залповых выбросов воды и пескопроявления в скважинах, возникающих при добыче природного газа, из-за коррозии оборудования и т.д., происходит изменение состояния оборудования ТЛ НТС, в том числе ухудшается качество работы сепараторов. В результате увеличивает унос капельной жидкости и механических примесей, что приводит к снижению эффективности работы рекуперативных теплообменников (ТО) из-за загрязнения поверхности их теплообменных труб, т.е. снижается их термический коэффициент полезного действия. Образование гидратных и иных отложений в аппаратах УКПГ приводит к изменению перепада давления в них, что в конечном итоге, также сказывается на эффективности их работы.

Очевидно, что изменение состояния оборудования ТЛ НТС на УКПГ протекает не одинаково. Поэтому фактическое состояние оборудования ТЛ НТС по работоспособности будут отличаться друг от друга. Следовательно, для повышения эффективности процесса подготовки природного газа к дальнему транспорту распределение нагрузки между ТЛ НТС УКПГ в реальном режиме работы должно проводиться с учетом фактического состояния каждой линий. Это позволяет значительно повысить качество подготовки природного газа к дальнему транспорту при соблюдении норм и ограничений технологического регламента УКПГ.

На качество товарной продукции при процессе НТС существенное влияние оказывает изменение температуры в низкотемпературном сепараторе [например, см., А.В. Кравцов и др. Анализ влияния технологических параметров и оптимизация процессов низкотемпературной сепарации. Известия Томского политехнического университета. 2009. Т. 315. №3, стр. 57-60]. Поэтому, при подготовке природного газа к дальнему транспорту, поддержание заданной температуры в низкотемпературном сепараторе, регламентируемое технологическим регламентом УКПГ, имеет первостепенное значение. Т.е. для получения нестабильного газового конденсата (НТК) на выходе УКПГ с заданными характеристиками необходимо строго соблюдать температурный режим работы низкотемпературного сепаратора в рамках уставок, предусмотренных технологическим регламентом установки. Это связано с тем, что снижение температуры в низкотемпературном сепараторе ниже минимальной уставки Т_мин вызовет выделение легких фракций конденсата, что может привести к проблемам при его транспортировке, а повышение температуры в нем выше максимальной уставки Т_макс приведет к неоправданным потерям конденсата.

Известен способ автоматического управления подготовкой природного газа на ТЛ НТС газа к дальнему транспорту, который позволяет автоматически поддерживать температуру сепарации газа в низкотемпературном сепараторе, при заданном значении расхода газа по ТЛ НТС, путем изменения степени дросселирования газа на штуцере, стоящем перед этим сепаратором [см., стр. 111-112, Б.Ф. Тараненко, В.Т. Герман. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. М., "Недра", 1976 г., 213 с.].

Недостатком указанного способа является то, что он никак не учитывает фактическое состояние оборудования при распределении нагрузки между ТЛ НТС. Кроме этого данный способ использует технологические схемы получения холода за счет дросселирования газа на штуцере перед низкотемпературным сепаратором, а это возможно лишь в начальной и нарастающей стадиях эксплуатации НГКМ. Эти факторы снижают эффективность данного способа, и он не применим для подготовки природного газа к дальнему транспорту на стадиях постоянной, падающей и завершающей стадиях эксплуатации НГКМ в теплый период года.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ автоматического управления подготовкой газа на ТЛ НТС газа к дальнему транспорту, который позволяет автоматически поддерживать температуру сепарации газа в низкотемпературном сепараторе при заданном значении расхода газа путем применения ТДА в схемах НТС газа [см. стр. 312, Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 1999. - 596 с.].

Существенным недостатком данного способа является то, что в нем, как и в аналоге, происходящие в процессе эксплуатации изменения состояния оборудования ТЛ НТС не учитываются при распределении нагрузки между ними.

Целью настоящего изобретения является повышение эффективности процесса подготовки природного газа к дальнему транспорту, которое позволяет улучшить качество подготавливаемой продукции (осушенного газа и НТК), поставляемой потребителям на стадиях постоянной, падающей и завершающей стадиях эксплуатации НГКМ.

Техническим результатом, достигаемым от реализации настоящего изобретения, является обеспечение заданной степени извлечения НТК из природного газа на УКПГ при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, предъявляемые технологическим регламентом установки. В результате обеспечивается заданное качество подготовки природного газа и НТК к дальнему транспорту с учетом фактического состояния технологического оборудования.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического распределения нагрузки между ТЛ НТС с ТДА на УКПГ НГКМ Севера РФ включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ ряда параметров. Среди них расход осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП) и НТК, поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП). АСУ ТП поддерживает температуру сепарации газа в каждом низкотемпературном сепараторе и управляет режимом его работы путем изменения степени адиабатического расширения газа с совершением внешней механической работы в ТДА, стоящем перед каждым низкотемпературным сепаратором.

При этом, АСУ ТП, получив задание по объему добычи НТК УКПГ, исполняет его с помощью пропорционально-интегрально-дифференцирующего (ПИД) регулятора поддержания расхода НТК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП. На вход задания SP этого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнала текущего расхода НТК в МКП. Сравнивая задание и текущий расход НТК, этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал задания, который подает на вход задания SP ПИД-регуляторов всех ТЛ НТС газа, которые также реализованы на базе АСУ ТП. А на вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ. Также одновременно на вход Кр ПИД-регулятора каждой ТЛ НТС подается сигнал значения коэффициента пропорциональности К_{п_i} (i - номер линии), определяющего степень воздействия этого ПИД-регулятора на управляемый им кран-регулятор (КР) расхода газа по его ТЛ НТС, установленный после сепаратора первой ступени сепарации. При этом величина коэффициента пропорциональности К_{п_i} определяется для каждой ТЛ НТС ее блоком расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от скорости вращения ротора ТДА, регистрируемой АСУ ТП с помощью датчика скорости вращения ротора по следующим формулам:

если производительность необходимо повысить, т.е. F_план-F_факт>0, то:

если производительность необходимо понизить, т.е. F_план-F_факт<0, то:

где ST_i - текущее значение частоты вращения ротора ТДА, поступающее на вход I.₁ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

ST_{макс_i} - уставка максимальной частоты вращения ротора ТДА, поступающая на вход I.₂ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

ST_{мин_i} - уставка минимальной частоты вращения ротора ТДА, поступающая на вход I.₃ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

К_{п_макс_i} - уставка максимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора, поступающая на вход I.₄ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

К_{п_мин_i} - уставка минимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора, поступающая на вход I.₅ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС.

При этом вычисление K_{п_i} по формулам (1) и (2) ограничивается следующими условиями:

если К_{п_i}<К_{п_мин_i}, то K_{п_i}=К_{п_мин_i},

если K_{п_i}> К_{п_макс_i}, то K_{п_i}=К_{п_макс_i}.

Значения К_{п_мин_i} и К_{п_макс_i} для ПИД-регулятора задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки.

Значения ST_{мин_i} и ST_{макс_i} задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом для каждой ТЛ НТС исходя из состояния оборудования конкретной ТЛ НТС на момент запуска системы с учетом паспортных данных ТДА.

Если в ходе технологического процесса значение частоты вращения ротора ТДА i-ой ТЛ НТС выйдет за границы ST_{макс_i} или ST_{мин_i}, то АСУ ТП формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения по изменению технологического режима работы установки.

Если в ходе технологического процесса значение температуры точки росы осушенного газа, поступающего в МПГ, достигнет верхней допустимой границы, определенной технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы установки.

На фиг. 1 приведена укрупненная принципиальная технологическая схема УКПГ, а на фиг. 2 структурная схема автоматического управления распределением нагрузки между ТЛ НТС УКПГ.

На фиг. 1 использованы следующие обозначения:

1 - коллектор сырого газа;

2_i - входная линия i-ой ТЛ НТС (i - номер ТЛ НТС, i = 1, 2, …, n, где n - число ТЛ НТС на УКПГ);

3_i - сепаратор первой ступени сепарации i-ой ТЛ НТС;

4_i - разделитель жидкостей i-ой ТЛ НТС;

5_i - КР расхода газоконденсатной смеси i-ой ТЛ НТС;

6 - датчик расхода газового конденсата по УКПГ;

7_i - рекуперативный ТО газ-конденсат i-ой ТЛ НТС;

8_i - рекуперативный ТО газ-газ i-ой ТЛ НТС;

9_i - промежуточный сепаратор сепарации i-ой ТЛ НТС;

10_i - ТДА i-ой ТЛ НТС;

11_i - датчик скорости вращения ротора ТДА i-ой ТЛ НТС;

12_i - низкотемпературный сепаратор i-ой ТЛ НТС;

13_i - датчики температуры в низкотемпературном сепараторе газа i-ой ТЛ НТС;

14_i - датчик расхода осушенного газа i-ой ТЛ НТС;

15_i - КР подержания частоты вращения ротора ТДА i-ой ТЛ НТС;

16 - датчики температуры точки росы осушенного газа;

17 - АСУ ТП УКПГ;

Для простоты на фиг. 1 показаны связи датчиков и КР с АСУ ТП только для 1-ой ТЛ НТС.

На фиг. 2 использованы следующие обозначения:

18 - сигнал фактического расхода НТК по УКПГ, значение которого АСУ ТП определяет по показаниям датчика 5;

19 - сигнал плана добычи НТК по УКПГ, поступающий от оператора установки (задается исходя из суточного плана добычи по УКПГ диспетчером нефтегазодобывающего предприятия);

20 - сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ, значение которого АСУ ТП определяет путем суммирования показания датчиков 14_i;

21_i - сигнал фактической скорости вращения SP_i ротора ТДА 10_i i-ой ТЛ НТС, которая определяется с помощью датчика скорости вращения ротора 11_i;

22_i - сигнал уставки максимальной скорости вращения SP_{макс_i} ротора ТДА 10_i i-ой ТЛ НТС;

23_i - сигнал уставки минимальной скорости вращения SP_{мин_i} ротора ТДА 10_i i-ой ТЛ НТС;

24_i - сигнал уставки максимального значения коэффициента пропорциональности К_{п_макс_i} ПИД-регулятора 28_i i-ой ТЛ НТС;

25_i - сигнал уставки минимального значения коэффициента пропорциональности К_{п_мин_i} ПИД-регулятора 28_i i-ой ТЛ НТС;

26 - ПИД-регулятор поддержания уровня добычи НТК по УКПГ;

27_i - блок расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

28_i - ПИД-регулятор уровня добычи НТК по i-ой ТЛ НТС;

29_i - сигнал управления, подаваемый на КР 5_i расхода природного газа i-ой ТЛ НТС.

Процесс подготовки природного газа к дальнему транспорту на НТС ТЛ, приведенной на фиг. 1, предусматривает:

- первичную сепарацию природного газа во входном сепараторе 3_i;

- охлаждение входного потока газоконденсатной смеси в рекуперативных ТО газ-газ 8_i потоком охлажденного газа и газ-конденсат 7_i потоком охлажденного конденсата;

- промежуточную сепарацию газоконденсатной смеси в сепараторе 9_i для последующего его разделения;

- охлаждение газоконденсатной смеси за счет работы ТДА 10_i, в котором происходит адиабатное расширение газа в турбинной части с отдачей энергии на вал машины, что позволяет получить значительное охлаждение смеси за счет работы в компрессорной части;

- окончательная сепарация охлажденной газоконденсатной смеси в низкотемпературном сепараторе 12_i.

ПИД-регулятор 26 поддержания уровня добычи НТК по УКПГ, блоки расчета коэффициента пропорциональности 27_i и все ПИД-регуляторы 28_i, обеспечивающие суммарный уровень добычи НТК по ТЛ НТС реализованы на базе АСУ ТП.

Способ автоматического распределения нагрузки между ТЛ НТС с ТДА на УКПГ НГКМ Севера РФ реализуют следующим образом.

Природный газ от кустов эксплуатационных скважин поступает в здание переключающей арматуры УКПГ, откуда через коллектор сырого газа 1 распределяется между ТЛ НТС и по входным линиям 2_i подается в сепаратор первой ступени сепарации 3_i. В нем отделяется жидкая фаза (пластовая вода с растворенным ингибитором и сконденсировавшийся углеводородный конденсат). Отсепарированная газоконденсатная смесь проходит через клапан-регулятор расхода 5_i, после которого разделяется на два потока, которые направляются в рекуперативные ТО газ-газ 8_i и газ-конденсат 7_i, для рекуперации холода с дросселированного потока газа и конденсата, отводимых из промежуточного сепаратора 9_i и низкотемпературного сепаратора 12_i. Для предупреждения гидратообразования в поток смеси перед ТО 8_i и 7_i впрыскивают ингибитор гидратообразования (на фиг. 1 не показан). Далее потоки охлажденной газожидкостной смеси с выходов ТО 7_i «газ-конденсат» и 8_i «газ-газ» объединяются и их суммарный поток поступает на вход промежуточного сепаратора 9_i, где происходит дальнейшее отделение жидкой фазы. С выхода промежуточного сепаратора 9_i газожидкостная смесь подается на вход турбинной части ТДА 10_i, оснащенного датчиком скорости вращения ротора 11_i. Далее, с выхода ТДА 10_i, газоконденсатная смесь поступает в низкотемпературный сепаратор 12_i, где из него окончательно отделяются сконденсировавшиеся жидкие углеводороды и водный раствор ингибитора (ВРИ) гидратообразования.

Снижение температуры газоконденсатной смеси в низкотемпературном сепараторе 12_i происходит за счет расширения потока газа с совершением внешней механической работы в ТДА 10_i. Расширение газа с отводом энергии приводит к значительному понижению его температуры, т.е. к выработке «холода». Поддержание температуры в заданных пределах в низкотемпературном сепараторе 12, осуществляется АСУ ТП УКПГ 17 путем регулирования частоты вращения ротора ТДА 10_i, осуществляемого клапан-регулятором 15_i подержания частоты вращения ротора ТДА на основании показаний датчика 11_i скорости вращения ротора, как описано в патенте на изобретение РФ №2680532.

Осушенный газ из низкотемпературного сепаратора 12_i проходит через рекуперативный ТО 8_i, где нагревается и далее, через КР 15_i подержания частоты вращения ротора ТДА подается по патрубку, оснащенному датчиком расхода газа 14_i, в МГП. Потоки НТК из низкотемпературного сепаратора 12_i и промежуточного сепаратора 9_i объединяются и проходят через рекуперативный ТО 7_i, в котором суммарный поток нагревается, и после выхода из него смешивается с жидкой фазой, отводимой из сепаратора 3_i, и поступает в трехфазный разделитель жидкостей 4_i. Из него газ выветривания отправляется либо на факел, либо используется на собственные нужды. ВРИ, выводимый из нижней части трехфазного разделителя жидкостей 4_i, направляется на регенерацию в цех регенерации ингибитора УКПГ, а НТК подается в МКП для дальнейшей транспортировки потребителям.

НТК по сравнению с осушенным газом считается более ценным продуктом, поэтому на УКПГ, в первую очередь поддерживают уровень добычи НТК.

Задание диспетчера газодобывающего предприятия по уровню добычи НТК АСУ ТП 17 поддерживает путем регулирования расхода природного газа по УКПГ с помощью ПИД-регулятора 26. Для этого АСУ ТП 17 на вход задания SP ПИД-регулятора 26 подает сигнал 19 плана добычи НТК по УКПГ. Одновременно АСУ ТП 17 на вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подает сигнал 18 с датчика 6, измеряющего значение фактического расхода НТК по УКПГ. Сравнивая эти два сигнала, ПИД-регулятор 26 на своем выходе CV формирует управляющий сигнал, обеспечивающий заданный уровень добычи НТК по УКПГ, который подается на вход задания SP ПИД-регулятора 28_i каждой ТЛ НТС. Одновременно на вход обратной связи PV каждого ПИД-регулятора 28_i АСУ ТП 17 подает общий для всех сигнал 20 - значение суммарного расхода осушенного газа по всем ТЛ НТС УКПГ, который определяет путем суммирования показаний датчиков расхода газа 14_i по каждой ТЛ НТС. Также одновременно на вход Кр каждого ПИД-регулятора 28_i подается сигнал значения коэффициента пропорциональности К_{п_i}, (i - номер линий) задающий степень воздействия ПИД-регулятора на его КР 5_i расхода газа по i-ой ТЛ НТС. При этом величина коэффициента пропорциональности К_{п_i} определяется для каждой ТЛ НТС ее блоком расчета коэффициента пропорциональности 27_i в зависимости от текущей частоты вращения ротора ТДА 10_i, измеряемой датчиком 11_i, сигнал 21_i с которого поступает на вход I.₁ блока расчета коэффициента пропорциональности 27_i.

ПИД-регулятор 26 поддержания уровня добычи НТК непрерывно контролирует разность значений между планом добычи F_план НТК по УКПГ, поступающий от оператора установки, который задается диспетчером нефтегазодобывающего предприятия исходя из суточного плана добычи и его фактическим значением F_факт, поступающим с датчика 6. Если в результате сравнения выясниться, что F_план-F_факт>0, то на выходе ПИД-регулятора 26 будет сформирован управляющий сигнал на увеличение расхода природного газа по установке. А если F_план-F_факт<0, то на выходе ПИД-регулятора 26 будет сформирован управляющий сигнал на уменьшение расхода природного газа по установке. Этот сигнал в качестве задания подается на вход задания SP каждого ПИД-регулятора 28. В результате производительность по НТК УКПГ будет повышаться в первом случае, либо понижаться во втором случае до выхода на плановое задание, при котором F_план-F_факт=0, при этом коэффициенты пропорциональности К_{п_i} для каждого ПИД-регулятора 28_i. будут рассчитываться в его блоке 27_i по следующей формулам:

Если производительность необходимо повысить, т.е. F_план-F_факт>0, то:

если производительность необходимо понизить, т.е. F_план-F_факт<0, то:

где ST_i - текущее значение частоты вращения ротора ТДА 10_i, поступающее с датчика 11_i, который подают в виде сигнала 21_i на вход I.₁ блока расчета коэффициента пропорциональности 27_i;

ST_{макс_i} - уставка максимальной частоты вращения ротора ТДА 10_i, поступающая в виде сигнала 22_i на вход I.₂ блока расчета коэффициента пропорциональности 27_i;

ST_{мин_i} - уставка минимальной частоты вращения ротора ТДА 10_i, поступающая в виде сигнала 23_i на вход I.₃ блока расчета коэффициента пропорциональности 27_i;

К_{п_макс_i} - уставка максимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора 28_i, поступающая в виде сигнала 24_i на вход I.₄ блока расчета коэффициента пропорциональности 27_i;

К_{п_мин_i} - уставка минимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора 28_i, поступающая в виде сигнала 25_i на вход I.₅ блока расчета коэффициента пропорциональности 27_i;

Вычисление K_{п_i} по формулам (1) и (2) ограничиваются следующими условиями:

если К_{п_i}<К_{п_мин_i}, то K_{п_i}=К_{п_мин_i},

если K_{п_i}> К_{п_макс_i}, то K_{п_i}=К_{п_макс_i}.

Значения ST_{мин_i} и ST_{макс_i} задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом для каждой ТЛ НТС исходя из состояния оборудования конкретной ТЛ НТС на момент запуска системы с учетом паспортных данных ТДА 10_i.

Значения K_{п_мин_i} и К_{п_макс_i} для ПИД-регулятора 28_i задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки.

Такой способ управления производительностью установки позволяет распределить нагрузку между ТЛ НТС с учетом их состояния в зависимости от загруженности ТДА 10_i, что в свою очередь, обеспечивает получение НТК и газа с более стабильными характеристиками качества.

АСУ ТП 17 строго следит за температурным режимом низкотемпературного сепаратора 12_i. Если в ходе технологического процесса значение частоты вращения ротора ТДА 12_i выйдет за границы ST_{макс_i} или ST_{мин_i}, то АСУ ТП 17 формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения по изменению технологического режима работы установки.

АСУ ТП 17 в режиме реального времени контролирует параметры температуры точки росы, используя показания датчика 16. В случае достижения значения температуры точки росы своих верхних (Т_{р_max}) границ, определенных технологическим регламентом установки, АСУ ТП 17 формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы установки.

Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД- регулятор, ресурс:

http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.

Способ автоматического распределения нагрузки между ТЛ НТС с ТДА на УКПГ НГКМ Севера РФ реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном НГКМ на УКПГ 1 В, УКПГ 2 В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ.

Применение данного способа позволяет обеспечить заданную степень извлечения НТК из природного газа на УКПГ на стадиях постоянной, падающей и завершающей стадиях эксплуатации НГКМ при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, предъявляемые технологическим регламентом установки. Одновременно обеспечивается заданное качество подготовки природного газа и газового конденсата для дальнего транспорта благодаря учету фактического состояния оборудования УКПГ.

Изобретение относится к области добычи и подготовки природного газа валанжинских залежей (далее природный газ) к дальнему транспорту на установках комплексной подготовки газа (УКПГ) нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) Севера РФ. Способ включает контроль средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ ряда параметров. Среди них расход осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод (МГП) и расход нестабильного газового конденсата (НТК), поступающего в магистральный конденсатопровод (МКП). АСУ ТП поддерживает температуру сепарации газа в каждом низкотемпературном сепараторе и управляет режимом его работы путем изменения степени адиабатического расширения газа с совершением внешней механической работы в турбодетандерном агрегате (ТДА), стоящем перед каждым низкотемпературным сепаратором. АСУ ТП, получив задание по объему добычи НТК УКПГ, исполняет его с помощью пропорционально-интегрально-дифференцирующего (ПИД) регулятора поддержание расхода НТК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП. На вход задания SP этого ПИД-регулятора АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнала текущего расхода НТК в МКП. Сравнивая задание и текущий расход НТК, этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал задания, который подает на вход задания SP ПИД-регуляторов всех ТЛ НТС газа, которые также реализованы на базе АСУ ТП. А на вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ-В. Также одновременно на вход Кр ПИД-регулятора каждой ТЛ НТС подается сигнал значения коэффициента пропорциональности К_{п_i} (i - номер линии ТЛ НТС), определяющего степень воздействия этого ПИД-регулятора на управляемый им кран-регулятор (КР) расхода газа по его ТЛ НТС, установленный после сепаратора первой ступени сепарации. При этом величина коэффициента пропорциональности К_{п_i} определяется индивидуально для каждой ТЛ НТС ее блоком расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от скорости вращения ротора ТДА, регистрируемой АСУ ТП с помощью датчика скорости вращения ротора. Применение данного способа позволяет обеспечить заданную степень извлечения НТК из природного газа на УКПГ на стадиях постоянной, падающей и завершающей стадиях эксплуатации НГКМ при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, предъявляемые технологическим регламентом установки. Одновременно обеспечивается заданное качество подготовки природного газа и газового конденсата для дальнего транспорта благодаря учету фактического состояния оборудования УКПГ. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ автоматического распределения нагрузки между технологическими линиями - ТЛ низкотемпературной сепарации - НТС газа с турбодетандерными агрегатами - ТДА на установках комплексной подготовки газа - УКПГ севера РФ, включающий контроль средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами - АСУ ТП УКПГ расхода осушенного газа, поступающего в магистральный газопровод - МГП, расхода нестабильного газового конденсата - НТК, поступающего в магистральный конденсатопровод - МКП, поддержание температуры сепарации газа в каждом низкотемпературном сепараторе и управление его режимом работы путем изменения степени адиабатического расширения газа с совершением внешней механической работы в ТДА, стоящем перед каждым низкотемпературном сепаратором, отличающийся тем, что задание диспетчера газодобывающего предприятия по объему добычи НТК поступает в АСУ ТП, которая исполняет его с помощью ПИД-регулятора поддержания расхода НТК в МКП, реализованного на базе АСУ ТП, на вход задания SP которого АСУ ТП подает сигнал задания диспетчера, и одновременно на его вход обратной связи PV подает сигнала текущего расхода НТК в МКП, сравнивая которые этот ПИД-регулятор формирует на своем выходе CV сигнал задания, который подает на вход задания SP ПИД-регуляторов всех ТЛ НТС газа, также реализованных на базе АСУ ТП, а на вход обратной связи PV этих ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал фактического расхода осушенного газа по УКПГ-В, также одновременно на вход Кр ПИД-регулятора каждой ТЛ НТС подается сигнал значения коэффициента пропорциональности К_{п_i}, определяющего степень воздействия этого ПИД-регулятора на управляемый им кран-регулятор - КР расхода газа по его ТЛ НТС, установленный после сепаратора первой ступени сепарации, при этом величина коэффициента пропорциональности К_{п_i} определяется для каждой ТЛ НТС ее блоком расчета коэффициента пропорциональности в зависимости от скорости вращения ротора ТДА этой линии, регистрируемой АСУ ТП с помощью датчика скорости вращения ротора.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что коэффициент пропорциональности К_{п_i} для ПИД-регулятора каждой ТЛ НТС определяет ее блок расчета коэффициента пропорциональности, используя текущее значение скорости вращения ротора ТДА этой ТЛ НТС по следующим формулам:

если производительность необходимо повысить, т.е. F_план-F_факт>0, то:

если производительность необходимо понизить, т.е. F_план-F_факт<0, то:

где ST_i - текущее значение частоты вращения ротора ТДА, поступающее на вход I.₁ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

ST_{макс_i} - уставка максимальной частоты вращения ротора ТДА, поступающая на вход I.₂ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛНТС;

ST_{мин_i} - уставка минимальной частоты вращения ротора ТДА, поступающая на вход I.₃ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

К_{п_макс_i} - уставка максимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора, поступающая на вход I.₄ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС;

К_{п_мин_i} - уставка минимального значения коэффициента пропорциональности ПИД-регулятора, поступающая на вход I.₅ блока расчета коэффициента пропорциональности i-ой ТЛ НТС,

при этом вычисление К_п по формулам (1) и (2) ограничивается следующими условиями:

если К_{п_i}<К_{п_мин_i}, то K_{п_i}=К_{п_мин_i},

если K_{п_i}> К_{п_макс_i}, то K_{п_i}=К_{п_макс_i}.

а значения Кп_мин_i и К_{п_макс_i} для ПИД-регулятора задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом с учетом технологических норм и ограничений, предусмотренных технологическим регламентом установки, а значения ST_{мин_i} и SТ_{макс_i} задаются при настройке системы управления обслуживающим персоналом для каждой ТЛ НТС исходя из состояния оборудования конкретной ТЛ НТС на момент запуска системы с учетом паспортных данных ТДА.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если в ходе технологического процесса значение частоты вращения ротора ТДА i-ой ТЛ НТС выйдет за границы ST_{макс_i} или ST_{мин_i}, то АСУ ТП формирует сообщение об этом оператору установки для оценки сложившейся ситуации и принятия решения по изменению технологического режима работы установки.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что если в ходе технологического процесса значение температуры точки росы достигнет верхней допустимой границы, определенной технологическим регламентом установки, АСУ ТП формирует об этом сообщение оператору установки для принятия решения по изменению режима работы установки.